1、1中国煤制气产业攻略作为煤炭第一生产和消费大国，我国迫切需要找到一种效率高、清洁、成本可以接受的煤炭使用方式。经过多年探索和借助国内外经验，我们认为应大力推进煤制天然气（下称煤制气）的有序发展。 在我国能源结构中，煤炭的生产和消费一直占主导地位。加快发展煤制气等煤炭清洁利用方式，既是高效清洁利用煤炭资源、调整能源产业结构、推动能源产业可持续发展的紧迫任务，也是改善国内能源供给、落实大气污染防治行动计划、培育新的经济增长点、促进能源大转型的战略举措。 目前，我国是世界上唯一大规模发展煤制气的国家，煤制气技术不断趋于成熟，产业发展蓄势待发，迫切需要通过有效机制设计、政策扶持和技术完善，推动煤制气科
2、学有序发展。 但是，我国煤制气产业刚刚起步，不仅生产利用技术系统集成有待优化和突破，还存在 CO2 大量集中排放、引发区域水资源供需失衡等问题。 为此，笔者建议：国家应尽快制定煤制气的发展战略和中长期规划，有序发展煤制气产业；统筹煤制气的运输和利用，尽快推进大气污染防治行动计划；鼓励对煤制气生产过程中产生的 CO2 进行合理利用，并加强排放源等环节的监管力度；加强水资源和水源地保护，探索建立水权流转的交易机制；将技术引进与自主创新相结合，大力支持企业自主创2新。 三大优点 煤制天然气（简称 SNG） ，是指以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成甲烷气，其组分与常规天然气、页岩气等相当
3、。 首先，煤制气具有使用范围广泛、利用效率高的特点。其可以广泛地用于民用（家用、供暖） 、工业（炉窑） 、交通运输（燃气汽车） 、发电等领域。从能源转化效率来看，煤制气能效可达 55%-60%，而煤间接制油、煤制甲醇仅在 40%-50%，超临界煤电、超超临界煤电也仅约 40%-45%。相比而言，煤制气能效比煤间接制油等高约 25%-50%。 有研究结果显示，在供暖领域，全生命周期能效煤制气要优于燃煤发电 10%左右，并可解决京、津、冀地区直接燃煤带来的大气严重污染问题。 具体而言，SNG 路线，即煤炭开采煤制气管道输送负荷中心燃气锅炉，能效为 40%-51%；发电路线 1，即煤炭开采坑口发电电
4、网输送电暖气，能效为 29%-39%；发电路线 2，即煤炭开采铁路运输负荷中心发电电暖气，能效为 35%-42%；燃煤锅炉路线，即煤炭开采铁路运输负荷中心燃煤锅炉，能效约为 49%（在上述分析中，煤炭资源地与消费市场距离均取 1000 公里） 。 在工业炉窑领域，全生命周期能效，煤制气要比燃煤发电高 5%-10%。采用 SNG 路线，煤炭开采煤制气管道输送燃气窑炉，能效为37%-39%；采用发电路线 1，煤炭开采坑口发电电网输送电窑炉，能效为 29%-35%；而采用发电路线 2，煤炭开采铁路运输负荷中心发电电窑炉，能效为 31%-38%。 3其次，煤制气可通过集中处理而降低污染物及 CO2 等
5、气体排放。与等热值燃料相比，煤制气产生的 CO2 排放量比石油在燃烧过程中排放的CO2 低约 31%，氮氧化物等污染物排放也低很多，且基本不含铅尘、硫化物以及可入肺颗粒物（PM2.5）等有害物质。 再次，煤制气具有较好的经济性，且安全可靠。从成本看，煤制气的全生命周期成本与煤层气相当，而低于页岩气。 统计数据显示，目前煤制气价格比进口气价格（管道气和液化天然气）低约 0.5 元-1.5 元/立方米，比等热值汽油价格低约 20%-50%，具有一定的市场竞争优势。 另外，煤制气输送便利，可用管道进行长距离输送，在一定条件下也可液化，以提高储运的便利性，是最可靠的优质能源之一。 上述的技术经济特征，
6、决定了大规模生产、利用煤制气，有序推进、开发“煤改气”项目切实可行，并可有效缓解我国大气污染日益严峻的压力，促进大气污染防治行动计划的有效落实。 统计数据显示，华北地区（京津冀晋蒙）年煤耗量达 11 亿吨左右，其中天津市年煤耗量与英国相当，晋冀蒙三省区的年煤耗量超过美国。研究表明，如果每年用 2000 亿立方米的煤制气替代煤炭（相当于 4.5 亿吨标准煤） ，与等热值煤炭相比，每年可减少 CO2 排放 8.7 亿吨、SO2 约970 万吨（2013 年全国 SO2 排放总量为 2043.9 万吨） 、烟尘约 360 万吨。这将有效缓解华北地区大气污染日益恶化的严峻形势。 五个难题 目前，我国煤
7、制气产业刚刚起步，自然存在很多问题。这些问题主要包括：缺乏独立的发展战略和规划；生产过程中将产生大量的 CO2；引4发区域水资源供需失衡；其生产利用系统集成及关键技术有待突破；另外，其经济性生产也面临诸多不确定性。 近年来，我国相继出台的中国的能源政策（2012）白皮书 能源发展“十二五”规划 天然气发展“十二五”规划等文件，比较系统地阐明了我国天然气的发展现状、发展战略和目标以及政策措施等。这些政策措施，对我国天然气发展具有重要的指导作用，但是其中缺乏针对煤制气的发展战略和规划。 天然气发展“十二五”规划提出，2015 年煤制气产量为 150 亿-180 亿立方米，占国产天然气的 8.5%-
8、10%。从目前的产业布局看，我国煤制气的产量将快速上升，到 2020 年前后产量有望达到 1000 亿立方米，届时将占天然气消费总量（占一次能源消费结构的比重约为 13%）的近20%。目前，一些地区不顾煤炭资源、水资源和环境承载能力，盲目规划、违规建设、无序发展煤制气等现象时有发生。另外，高层对煤制气的特殊性认识不足，总是将其与常规天然气“捆绑”在一起，没有体现出其特殊性，即以煤炭为原料，集中在煤炭富集区制取，生产技术方面属于煤炭清洁利用生产技术体系。 为此，一方面要加大政府投入。尽快推广试验和示范工程项目，鼓励大规模使用和封存 CO2；对采用 CO2 混相驱采油工艺提高采收率的生产企业，给予
9、使用和封存 CO2 每吨 50 元-100 元的财政补贴；对 2025 年以后新建的煤制气厂要求必须使用 CCS 技术，对 2020 年之前获准建立的煤制气厂要求最迟至 2025 年必须改装 CCS技术，没有使用或改装 CCS 技术的煤制气厂每排放 1 吨 CO2 或其等价物均须获得相应的排放权；组织力量研究和完善适合中国煤制气技术装备5特点的碳排放评价方法学，建立相关的国家温室气体排放清单指南。 另一方面，要加强煤制气对大气环境和水环境影响的监管力度。强化对排放源的监督管理，进一步加强环境监管和水资源监管，对排放源实施生产全过程控制；加强大气污染执法力度，提高违法成本；加强对使用和封存 CO
10、2 技术设施的监控。 另外，还要加强水资源和水源地保护，探索建立水权流转的交易机制。 要加强水资源和水源地保护，探索通过市场机制解决与煤制气项目用水相关的水资源开发、利用和保护问题。重点建立水权流转的交易机制，并根据不同流转方式在各流域、区域制定相关的执行细则，其中交易机制应包括水权流转的分级分类管理制度、水权流转论证制度、水权流转的评价和审批制度等。 优化与推广行业间水权流转，重点开展以下工作：扩大水权转换试点范围，在供需矛盾突出地区试点建立区域总量控制基础上的水权转换；推进省内跨地市的水权转换，以区域总量控制为基础，以主体功能区规划等为依据，择时启动跨地区水权转换试点工作；完善水权流转价格
11、论证制度，建立监测与评价体系；保护涉农水权流转中农民的权益，建立并完善补偿机制。应尽快组织调研，加快推进、着手建设南水北调西线工程。 最后，应将技术引进与自主创新相结合，大力支持企业自主创新。 宜将大型煤气化设备和甲烷化关键技术、提高能效梯级利用技术、微藻生物柴油成套技术以及污水处理技术等关键技术，列入国家重大基6础研究项目计划并给予优先安排，加大技术研发和应用方面的投入，加快技术引进，大力支持企业自主创新。 应依托现有煤制气示范工程项目，加强对煤种适应性广、气化压力高、生产能力大、气化效率高、耗水量低、对环境污染少的新一代煤气化工艺等关键技术的自主创新和攻关，推进高温甲烷化合成和反应器等技术装备的研发，逐步形成适合我国煤质特点的生产利用核心技术和自动化集成体系。 同时，加强产、学、研结合，支持关键共性技术研发，实施自主化依托工程，推进煤制气技术和装备的自主化、国产化；通过技术改造等手段扶持掌握自主技术的骨干企业，巩固和提高其核心竞争力；加大人才培养力度，支持建立企业技术研发中心与博士后科研流动站。
